Стандарт организации - Системный оператор Единой ...

16 Сигналы наличия (отсутствия) ограничений на изменение мощности
17 Температура газов за газовыми турбинами
18 Расход топлива в газовые турбины
19 Положение ВНА газовых турбин
20 Положение регулирующих топливных клапанов газовых турбин
21 Давление воздуха за компрессорами газовых турбин
22 Температура окружающей среды (наружного воздуха)
23 Давление пара ВД перед паровой турбиной
24 Температура пара ВД перед паровой турбиной
25 Положения регулирующих клапанов ВД паровой турбины
26 Содержание кислорода (О2) в уходящих газах котлов-утилизаторов
27 Содержание оксидов азота (NOx) в уходящих газах котловутилизаторов
28 Состояние генераторных и / или линейных выключателей
29 Уровни в барабанах котлов-утилизаторов ВД, СД и НД
Примечание. Устройства системы мониторинга, регистрирующие указанные в
таблице 8.1 параметры ПГУ, могут входить в состав АСУ ТП.
8.3. Регистрация параметров ПГУ должна производиться с меткой
времени с шагом не более 1 с. Время регистрации должно быть
синхронизировано с астрономическим временем с точностью не хуже 1 с.
8.4. Дискретность регистрации измерений и заданий мощности
должна быть не более 0,1 % P ПГУном.
Дискретность регистрации измерений частоты вращения турбин
должна быть не более 0,001 Гц (1 мГц).
8.5. В устройствах системы мониторинга (АСУ ТП) должна быть
предусмотрена возможность хранения регистрируемых параметров ПГУ в
течение не менее 12 месяцев.
8.6. Устройства системы мониторинга (АСУ ТП) должны
обеспечивать возможность копирования всех или части регистрируемых
параметров ПГУ за заданный промежуток времени на внешний электронный
носитель или передачи выбранной части параметров за заданный
промежуток времени в систему мониторинга ОАО «СО ЕЭС».
8.7. На электростанции должна быть обеспечена возможность
мониторинга персоналом электростанции участия ПГУ в НПРЧ путем
сопоставления на заданном интервале времени текущего значения мощности
ПГУ и текущего задания мощности ПГУ с частотной коррекцией при
текущем отклонении частоты от номинального значения.
8.8. На электростанции должна быть обеспечена возможность
мониторинга персоналом электростанции участия ПГУ в АВРЧМ путем
сопоставления на заданном интервале времени текущего значения мощности
ПГУ и текущего задания мощности ПГУ с частотной коррекцией с учетом
задания вторичной мощности.
8.9. Для мониторинга персоналом электростанции участия ПГУ в
НПРЧ и (или) АВРЧМ должно быть реализовано графическое представление
указанных в п.п. 8.7, 8.8 параметров как в следящем режиме, с возможностью
77
Напечатано с сайта ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru